Resultados 2T15

2

Esta apresentação pode incluir declarações que representem expectativas sobre eventos ou resultados futuros deacordo com a regulamentação de valores mobiliários brasileira e internacional. Essas declarações estão baseadasem certas suposições e análises feitas pela Companhia de acordo com a sua experiência e o ambiente econômico,as condições de mercado e os eventos futuros esperados, muitos dos quais estão fora do controle da Companhia.Fatores importantes que podem levar a diferenças significativas entre os resultados reais e as declarações deexpectativas sobre eventos ou resultados futuros incluem a estratégia de negócios da Companhia, as condiçõeseconômicas brasileira e internacional, tecnologia, estratégia financeira, desenvolvimentos da indústria de serviçospúblicos, condições hidrológicas, condições do mercado financeiro, incerteza a respeito dos resultados de suasoperações futuras, planos, objetivos, expectativas e intenções, entre outros. Em razão desses fatores, os resultadosreais da Companhia podem diferir significativamente daqueles indicados ou implícitos nas declarações deexpectativas sobre eventos ou resultados futuros.

As informações e opiniões aqui contidas não devem ser entendidas como recomendação a potenciais investidores enenhuma decisão de investimento deve se basear na veracidade, atualidade ou completude dessas informações ouopiniões. Nenhum dos assessores da Companhia ou partes a eles relacionadas ou seus representantes terá qualquerresponsabilidade por quaisquer perdas que possam decorrer da utilização ou do conteúdo desta apresentação.

Este material inclui declarações sobre eventos futuros sujeitas a riscos e incertezas, as quais baseiam-se nas atuaisexpectativas e projeções sobre eventos futuros e tendências que podem afetar os negócios da Companhia.

Essas declarações podem incluir projeções de crescimento econômico, demanda, fornecimento de energia, além deinformações sobre posição competitiva, ambiente regulatório, potenciais oportunidades de crescimento e outrosassuntos. Inúmeros fatores podem afetar adversamente as estimativas e suposições nas quais essas declarações sebaseiam.

Disclaimer

3

Destaques 2T15

• Redução de 2,9% nas vendas na área de concessão - residencial (-1,5%), comercial (+0,6%) e industrial (-5,4%)

• Investimentos de R$ 382 milhões no 2T15, totalizandoR$ 713 milhões no 1S15

• Reajuste tarifário da RGE, em jun/15, com uma variação da parcela B de 2,84%

• Reafirmação do rating brAA+ pela Standard&Poor’s Rating Services da CPFL Energia e suas subsidiárias

• Variação das ações da CPFL Energia de -2,9% na BM&FBOVESPA e de -3,7% na NYSE no 2T15

• Prêmio de melhor empresa do ano do setor elétrico pela Época NEGÓCIOS 360º

• CPFL Santa Cruz em 1º lugar no ranking de continuidade de serviço de 2014 da ANEEL na categoria distribuidoras grandes (acima de 1TWh)

• Vencedora do Prêmio Abradee 2015 nas categorias Avaliação pelo Cliente (CPFL Paulista) e Responsabilidade Social (RGE)

Destaques 2T15

1) Considera 51,6% da CPFL Renováveis

Resid.

+0,6%

-5,4%-2,4% -2,9%

Comerc. Indust. Demais2T14 2T15

-1,5%

Vendas na áreade concessão | GWh

Vendas por classede consumo | GWh

Crescimento na área de concessão | Comparativo por região | %

14.621 14.191

-4,2%

TUSD Cativo (Distribuição)

-2,9%

-2,4%

Capacidade instaladade Geração1 | MW

3.127 3.129+0,1%

-2,2%

+5,7%

Renováveis Convencional

4

Perfil do Mercado naárea de concessão | 2T15

+2,1%

-1,4%

Demanda Contratada l MW

Vendas de Energia no 2T15

67%

1) Fonte: PME/IBGE - Nova Metodologia; 2) Trimestre ante mesmo trimestre do ano anterior; 3) Fonte: FGV

Taxa de desocupação¹ | Em % da PEA

Índice de Confiança do Consumidor³Número Índice Set/2005 = 100

Massa de renda²

Variação % do Preço Médio em R$/MWhResidencial da CPFL Energia

5

Bandeiras Tarifárias

48%

19%

RTE/RTA

Cenário econômico desfavorável e forte elevação das tarifas inibem o consumo residencial

1) Ajuste de número de dias de leitura e temperatura

Consumo por consumidor residencial | Trimestre ante mesmo trimestre do ano anterior (%)¹

Evolução do número de clientes residenciais | Em milhares

6

Participação dos equipamentos residenciais | Em % (base 2T14)

+2,9%Outros

Ar/Ventilador

Iluminação

Chuveiro

Lavadora/Tanquinho

Refrigerador/Freezer

TV

Ferro depassar

Alterações do comportamento levaram a uma queda do consumo por consumidor residencial no 2T15

Evolução da InadimplênciaR$ milhões no D90/faturamento últimos 12 meses

Evolução da PDDem R$ milhões

7

Contas de EnergiaTotal da CPFL Energia

Contas de EnergiaGrupo B

75%

Inadimplência

1) Exclui Receita de Construção.

-10,3%R$ 79 milhões

Lucro LíquidoEBITDAReceita Líquida¹

IFRS

EBITDA Lucro Líquido

2T14 2T15 2T14 2T15

Consolidação proporcional da Geração (A) 22 6 18 35

Ativos e Passivos Financeiros Setoriais (B) 38 37

GSF e Compra de Energia (CPFL Geração e CPFL Renováveis) 59 141 46 99

Provisão para perda de imobilizado (UTE Bio Pedra) 6 6

Realocação de custos com Perdas de Rede Básica - CCEE 12 8

Contingências trabalhistas 50 33

Subtotal Não-Recorrentes (C) 71 197 53 139

Total (A+B+C) 131 191 109 173

2T15R$ 90milhões

2T14R$ 145milhões

2T15R$ 692milhões

2T14R$ 772milhões

2T15R$ 4.878milhões

2T14R$ 3.677

milhões

32,7%R$ 1.201 milhões

-37,9%R$ 55 milhões

3,5%R$ 9 milhões

2T15R$ 264milhões

2T14R$ 255milhões

2T15R$ 884milhões

2T14R$ 903milhões

2T15R$ 4.817milhões

2T14R$ 3.649

milhões

32,0%R$ 1.168 milhões

IFRS

Consolidação Proporcional Geração + A/P Financeiros

Setoriais + Itens Não-Recorrentes

-2,1%R$ 19 milhões

8

Resultados 2T15

Resultados 1T15

9

EBITDA | R$ Milhões

1) Inclui consolidação dos projetos; 2) Exclui Receita de Construção; 3) PLD médio SE/CO; 4) Dólar final de período. 5) Variação do preço médio da classe residencial

Aumento de 32,0% na Receita Líquida2 (R$ 1.168 milhões)

Distribuição +42,4% (R$ 1.199 milhões)

Renováveis +9,3% (R$ 13 milhões)

Comercialização e Serviços +0,2% (R$ 1 milhão)

Geração convencional -16,4% (R$ 96 milhões)

Eliminações entre segmentos -12% (R$ 50 milhões)

Aumento de 56,1% no Custo com Energia e Encargos (R$ 1.187 milhões)

Distribuição +64,9% (R$ 1.277 milhões)

Comercialização e Serviços +0,6% (R$ 2 milhões)

Geração convencional -R$ 144 milhões

Renováveis -26,6% (R$ 7 milhões)

Eliminações entre segmentos -15,5% (R$ 58 milhões)R$/US$4

PLD (R$/MWh)3 680,82

2,20 3,10

382,82

2T14 2T15

-10,3%

EBITDA2T14

Gerencial¹

ReceitaLíquida²

CustoEnergia e Encargos

PMSO+EPP

A/P Regul.2T14

EBITDA2T15

Gerencial¹

Não-Rec.2T14

Não-Rec.2T15

EBITDA2T14 IFRS

EBITDA2T15 IFRS

Consol.Prop.2T15

Consol.Prop.2T14

-2,1%

Resultados 2T15

Ativo financeiro setorial (CVA)

R$ 881 MM

RTE/RTA5 +48%

Vendas na área de concessão (GWh)

-2,9%

Distribuição

Resultados 1T15

10

EBITDA | R$ Milhões

1) Inclui consolidação dos projetos; 2) Exclui Receita de Construção; 3) Inclui Entidade de Previdência Privada

-10,3%

EBITDA2T14

Gerencial¹

ReceitaLíquida²

CustoEnergia e Encargos

PMSO+EPP

A/P Regul.2T14

EBITDA2T15

Gerencial¹

Não-Rec.2T14

Não-Rec.2T15

EBITDA2T14 IFRS

EBITDA2T15 IFRS

Consol.Prop.2T15

Consol.Prop.2T14

-2,1%

Resultados 2T15

Expurgando esses efeitos, houve um aumento de 14,7% (R$ 64 milhões)

Aumento de 0,1% nas despesas de PMSO3 (R$ 1 milhão)

PMSO Serviços (R$ 7 milhões)

Aquisição de óleo da EPASA (R$ 70 milhões)

Pessoal +7,0% (R$ 13 milhões) – acordo coletivo (R$ 9 milhões) e outros (R$ 4 milhões)

Material +10,7% (R$ 2 milhões)

Serviços +3,1% (R$ 3 milhões)

Outros + 35,6% (R$ 41 milhões)

Despesas legais e judiciais + 67,6% (R$ 30 milhões)

PDD +74,6% (R$ 18 milhões)

Outros -14,3% (R$ 7 milhões)

Entidade de Previdência Privada +35,8% (R$ 4 milhões)

11

P

MSOR$ 248 milhões

(-15,2%)

1.3891.341

1.625

IGPM: 20,7%

1.347 1.3301.248

1.362 1.518

P

MSO

1) Valores de junho/15. Variação do IGP-M no período 2015 x 2011= 20,7%; 2015x2012 = 14,1% e 2015 x 2013 = 7,5% e 2015 x 2014 = 2,0%. PMSO sem Entidade Previdência Privada. Exclui efeitos não recorrentes, aquisição de óleo combustível para EPASA, PMSO do segmento de Serviços e CPFL Renováveis, Despesas Legais e Judiciais e capitalização de custos de pessoal em investimento a partir de janeiro de 2014, seguindo nova metodologia estabelecida pela ANEEL

PMSO Gerencial Nominal | R$ Milhões PMSO Gerencial Real¹ | R$ Milhões

+1,1%

-0,9%1.377

1.377

Custos gerenciáveis | PMSO gerencial real LTM-2015 x 2011

1212 1) Inclui consolidação dos projetos 2) Dólar final de período

Queda de 2,1% no EBITDA (R$ 19 milhões)

R$ 903 milhões no 2T14 para R$ 884 milhões no 2T15

Redução de 16,7% no Resultado Financeiro Líquido Negativo (R$ 35 milhões)

Variação do ativo financeiro da concessão (R$ 68 milhões)

Efeito na marcação a mercado – operações 4.131 – não caixa (R$ 24 milhões)

Atualizações do ativo/passivo financeiro setorial (CVA) (R$ 17 milhões)

Variação cambial de Itaipu (R$ 9 milhões)

Aumento do CDI e do estoque da dívida (R$ 84 milhões)

Outros (R$ 2 milhões)

Aumento de 6,6% em Depreciação e Amortização (R$ 18 milhões)

Redução de Imposto de Renda e Contribuição Social (R$ 11 milhões)

10,6% a.a. 12,9% a.a.

2T14 2T15

CDI

R$/US$² 2,20 3,10

Lucro Líquido | R$ Milhões

Lucro Líq.2T14

Gerencial¹

Deprec./Amortiz.

Lucro Líq.2T15

Gerencial¹

Não-Rec.2T15

Lucro Líq.2T14IFRS

Lucro Líq.2T15IFRS

IR/CSEBITDA Resultado Financeiro

Não-Rec.2T14

A/P Regul. 2T14

Cons.Prop.2T15

Cons.Prop.2T14

-37,9%

+3,5%

Resultados 2T15

Alavancagem1 | R$ bilhões

Dívida Líquida ajustada1

/EBITDA ajustado2

3.570 3.830 3.886 3.736 3.835 3.755EBITDA ajustado1,2

R$ milhões

1) Critério dos covenants financeiros; 2) EBITDA últimos 12 meses; 13

Evolução do saldo de caixa e CVA | R$ bilhões

4.9304.9294.9994.370

5.0234.459

+0%

+43%

-13%

Com ajuste da CVA no saldo de caixa

Endividamento | Controle de covenants financeiros

14

Cronograma de amortização da dívida3,4 | jun/15 | R$ milhões

Cobertura do caixa:

1,84x amortizaçõesde curto-prazo (12M)

Prazo médio: 3,74 anos

Curto-prazo (12M): 10,0% do total

CDI

Prefixado (PSI)

IGP

TJLP

Composição da dívida bruta por indexador | 2T15 2,4

Custo da dívida bruta1,2 | últimos 12 meses

Nominal

Real

1) Ajustado pela consolidação proporcional a partir de 2012; 2) Dívida financeira (+) entidade de previdência privada (-) hedge; 3) Considera apenas o principal da dívida; 4) Critério Covenants; 5) Considera amortização a partir de Julho/2016.

5

Perfil da dívida | 30/jun/2015

1) Entrada em operação gradual a partir do 2T16; 2) Entrada em operação gradual a partir do 1S18; 3) Energia assegurada calculada no P90; 4) Moeda Constante (jun/15); 5) Com a antecipação do trabalho, um contrato bilateral (Mercado Livre) será cumprido entre 2016 e 2018, quando o fornecimento do LEN 2013 será iniciado. 15

Entrada em operação em 2016-

2020(e)

333 MW de capacidade

instalada

183 MWmédios de energia assegurada Complexo Campo dos Ventos

e Complexo São BeneditoPCH Mata Velha

Complexo Pedra Cheirosa

PCH Boa Vista II

Entrada Operação 20161 20161 20182 2020

Capacidade Instalada 231,0 MW 24,0 MW 51,3 MW 26,5 MW

Energia Assegurada 129,2 MWmédios3 13,1 MWmédios 26,1 MWmédios3 14,8 MWmédios

PPA4 ACL 20 anos16º LEN 20135

R$ 143,30/MWhaté 2047

18º LEN 2014R$ 133,00/MWh

até 2037

21º LEN 2015R$ 207,64/MWh

até 2049

FinanciamentoBNDES

(em análise)BNDES

(em análise)BNDES

(a ser estruturado)BNDES

(a ser estruturado)

Vencedor

Leilão A-5

2015

Geração | Empreendimentos greenfield

16

Mudanças na metodologia4o ciclo

(R$ milhões)

Variação sobre3o ciclo

(R$ milhões)

WACC de 7,50% para 8,09%

Remuneração do Capital 210 +15

Criação de uma remuneração sobre Obrigações Especiais

Remuneração de Obrigações Especiais 11 +11

Mudança da metodologia de Perdas Técnicas

Perdas Técnicas 143 +9

Outras Receitas - Simplificação da metodologia

Compartilhamento de Outras Receitas -36 +6

Aumento do aging para 49 a 60 meses

Receitas Irrecuperáveis 24 -7

Xpd de 1,11% para 1,53%

Fator Xpd -6 -4

Total dos efeitos +29

Com os números preliminares, a aplicação da nova metodologia do 4º CRTP para a CPFL Piratininga gerou um benefício anual R$ 29 milhões

4º Ciclo de Revisão Tarifária | CPFL Piratininga (proposta preliminar)

17

Junho Julho Agosto Setembro Outubro

Cronograma esperado do Processo deRevisão Tarifária Periódica da CPFL Piratininga

Dia 19:Aneel encaminha prévia para CPFL

Dia 3:Reunião com Aneel

Dia 21:Abertura da Audiência Pública (publicação dos documentos)

Dia 13:Audiência pública presencial (oportunidade para sugestões das entidades de classe, consumidores etc.)

Dia 27:Encerramento da Audiência pública (prazo final para contribuições)

Dia 18:Aneel envia proposta para CPFL

Dia 25:Reunião com Aneel

Dia13: Reunião de Diretoria da Aneel e deliberação da RTP

Dia 23: Publicação das tarifas

4º Ciclo de Revisão Tarifária | CPFL Piratininga

18 1) Média novembro /14 a abril/15; 2) Média de maio/15 a agosto/15; 3) Previsão ONS para o mês de agosto (RV1)

12/ago (atual): 39,5%

22,4

Nível dos reservatórios e ENA

Nível de reservatórios no SIN | %

Energia Natural Afluente | SE/CO | GW médios ENA | % MLT

2014 65,1 GWm

ONS (PEN 2015) 67,3 GWm +3,3%

Rev. ONS Ago/15¹ 64,0 GWm -1,7%

CPFL 63,3 GWm -2,8%

+2,7% -2,6%

-7,4%

-7,9% -7,6%

-5,5%

-4,6%

19 1) Incluído realizado de Jan-Jun/15

Evolução da Carga do SIN em 2015

Desvio

Evolução da carga no SIN | Redução da carga contribui para a preservação do nível dos reservatórios

Cresci-mento

Período secoPeríodo úmido

20

Armazenamento médio histórico (1997-2014):

74,7%Armazenamento médio histórico (1997-2014):

42,4%

ENA agosto:

91%

1) Probabilidade considera histórico

Cenários de Armazenamento

ENA necessária(ago-nov): 66%

ProbabilidadeENA inferior¹: 2%

ENA necessária(ago-nov): 90%

ProbabilidadeENA inferior¹: 44%

Evolução da carga no SIN | Perspectiva de chegar a novembro com 25% de armazenamento

2T14 2T15

24,5 28,9

14,9 14,7

-3,7%

2,7%

-0,9%

Fonte: Economatica; 1) Cotação com ajuste por proventos; 2) Até 30/06/15

Volume médio diário naBM&FBovespa + NYSE2 | R$ milhões

43,6

Bovespa NYSE Nº médio diário denegócios na BM&FBovespa

Desempenho das açõesna BM&FBovespa | 2T151,2

Desempenho dos ADRs na NYSE | 2T151,2

+1,9%5.3325.434

CPFE3 IEE IBOV

-2,9%

10,0%

3,8%

CPFL Energia presente nos principais índices

Desempenho das ações

21

39,4

Desempenho das ações

CPL Dow Jones Br20

Dow Jones Index

• A CPFL Paulista venceu a categoria Avaliação pelo cliente entre as concessionárias com mais de 500 mil consumidores

• A RGE venceu a categoria Responsabilidade Social

Prêmio Abradee 2015

• Avaliação das 250 melhores empresas brasileiras

• A CPFL Energia ficou em 1º lugar no setor de Energia

Empresa do Ano 2015 | Época Negócios 360º

22

• O ranking da continuidade de serviço é dividido em dois grupos: distribuidoras grandes (com mercado de energia elétrica maior que 1 TWh) e distribuidoras pequenas (com mercado de energia elétrica menor ou igual a 1 TWh)

• A CPFL Santa Cruz foi eleita a melhor distribuidora de grande porte do país

Ranking da Continuidade de Serviço 2014 | ANEEL

Prêmios e Reconhecimentos

Implementação

Viabilidade

Oportunidade

23

• Previsão para 2020: 10 milhões de veículos elétricos em atividade

• Brasil possui 4º maior mercado de veículos do mundo

• CPFL Energia acompanha desde 2007 o desenvolvimentode veículos elétricos

Programa de Mobilidade Elétrica

• Em junho fechamos uma parceria com a Rede Graal(Posto 67-Jundiaí)

• Desenvolvimento do primeiro corredor intermunicipalpara veículos elétricos (entre Campinas e São Paulo)

• Meta: até 30 pontos de recarga entre locais públicos e privados

• Reabastecimento de até 80% da bateria em meia hora

• Consumo médio mensal de um veículo elétrico: 146 kWh(equivalente a 73% do consumo de uma residência1)

• Expectativa de economia de R$ 13,5mil2 por veículo substituído

1) Premissas: 12.000km ano e eficiência de 0,15 kWh/km, aferida no ZOE da CPFL Energia. O consumo por consumidor da CPFL Paulista é de aprox. 200 kWh/mês.2) Gasolina R$ 3,00/L; Custo da Energia (com impostos) R$ 0,62 (tarifa residencial); Veículo a combustão rodando 12 km/L; Veículo elétrico 6,2 km/kWh

Experiência CPFL | R$90 mil km

13.425

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